ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ Российский патент 2003 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности составам для увеличения добычи нефти на нефтяных месторождениях. Известен состав для изоляции пластовых вод и увеличения добычи нефти на основе гипана с добавкой в качестве сшивателя раствора хлористого кальция или минерализованной или пластовой воды (Шумилов В.А., Юсупов И.Г., Санников С.Г. Применение гипана для ограничения обводнения скважин и регулирования заводнения коллекторов. Нефтяное хозяйство, 3, 1973, с.60-63). Однако применение состава на основе гипана - недостаточно эффективно, так как ограничивает применение состава на нефтяных месторождениях со слабой минерализацией пластовых вод из-за неполной коагуляции гипана и ранней деструкции образовавшегося геля.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является гелеобразующий состав для увеличения нефти из неоднородных пластов, содержащий полимер акрилового ряда - гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилонитрила и сшиваюший агент (пат. РФ 2058479, МПК⁷ Е 21 В 43/22, 1993).

Однако применение состава ограничено на месторождениях со слабой минерализацией пластовых вод, а использование хлорида кальция способствует увеличению стоимости состава. Кроме того, образовавшийся в водопроводящих каналах пласта гелеообразный осадок подвергается ранней деструкции, что также снижает конечную эффективность.

Задача предлагаемого изобретения - увеличение добычи нефти на нефтяных месторождениях и повышение охвата пласта заводнением.

Техническим результатом является повышение эффективности воздействия гелеобразующего состава, расширение области применения.

Этот технический результат достигается тем, что гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти, содержащий полимер акрилового ряда гивпан - гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилнитрила и сшивающий агент, согласно изобретению содержит в качестве сшивающего агента дистиллерную жидкость и дополнительно - соляную кислоту при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Гивпан - 0,1-10,0
Соляная кислота - 1,0-15,0
Дистиллерная жидкость - Остальное
Предлагаемый гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти дополнительно содержит 0,01-0,05 мас.% неионогенного ПАВ. Этот состав обладает более высокими водоизолирующими свойствами и превосходит по гелеосадкообразующим свойствам.

Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый состав отличается от известного введением новых компонентов, а именно: дистиллерной жидкости в качестве сшивающего агента, соляной кислоты и неоногенного ПАВ. Таким образом заявляемое изобретение отвечает критерию "новизна".

Дистиллерная жидкость содержит в составе гидрооксид кальция (Са(ОН)₂) и соли кальция (СаСО₃, CaCl₂, CaSO₄).

Введение в предлагаемый состав новых реагентов - дистиллерной жидкости и соляной кислоты способствует, с одной стороны, увеличению объема образовавшегося гелеобразного осадка в результате выпадения дополнительного осадка гидрооксида кальция, карбоната кальция и флокуляции их частиц макромалекулами полимера гивпан (размеры частиц достигают от 55 до 190 мк), с другой стороны, повышает устойчивость образовавшегося гелеобразного осадка в результате образования "сшитых" структур. При контакте геля с кислотой вначале образуется отвердевшая пленка, затем происходит отверждение всего осажденного полимера. Таким образом, в водопроводящих каналах пласта образовывается увеличенный по сравнению с известным составом объем устойчивого к размыву отвержденного гелевого осадка, который в большей степени способствует повышению охвата пласта воздействием и ограничению водопритока к добывающим скважинам, что в итоге приводит к увеличению добычи нефти. С другой стороны присутствие соляной кислоты способствует увеличению фильтрационноемкостных свойств матрицы пласта и ранее не дренируемых пропластков, что также способствует повышению охвата пласта заводнением и увеличению добычи нефти из пласта.

Из существующего уровня техники нам не известно, что ингредиенты, входящие в предлагаемый состав для увеличения добычи нефти, обеспечивают указанные свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "изобретательский уровень".

Гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилонитрила выпускаются Уфимским ПО "Химпром" по ТУ 49560-04-02-90, рецептура 1.2 под названием гивпан. Представляет собой однородную вязкую массу. Водородный показатель РН 12-4. Условная вязкость при 20^oС с -180±20. Плотность гивпана при 20^oС, кг/м³ - 1060-1150.

Используемая в составе соляная кислота ингибированная выпускается по ТУ 2122-131-05807960-97, ТУ 6-01-714-87. ТУ 6-01-04689381-85-92, ТУ 39-05765670-ОП-212-95.

Используемая в качестве сшивателя карбонизированная дистиллерная жидкость (ДЖ) - отход содового производства, выпускается по ТУ 2152-032-00204872-97. Физико-химические показатели ДЖ приведены в табл. 1.

Используемый в качестве неоногенного ПАВ деэмульгатор СНПХ-4410 выпускается по ТУ 39-57656570-ОП-160-93, также в качестве неионогенного ПАВ возможно применение Неонола АФ 9-12, который выпускается по ТУ 38.507-63-171-912.

Для оценки преимуществ предлагаемого технического решения перед известным составом были проведены опыты по изучению гелеобразующих (примеры 1) и водоизолирующих свойств состава (пример 2).

Пример 1.

В 5 мерных пробирок разлили по 5 мл раствора дистиллерной жидкости плотностью 1,125 г/см³ по 4 мл водного раствора полимера гивпан с массовой концентрацией 1,0; 0,5; 6,0; 8,0; 10,0%, по 3 мл соляной кислоты с массовой концентрацией 1,0; 5,0; 8,0; 10,0; 15,0. После тщательного перемешивания оставляют пробирки на 2 часа, после чего замеряют объем образовавшегося гелеобразного осадка и общий объем раствора. Гелеобразующую способность состава оценивают отношением объема геля-осадка к общему объему раствора (D). Через 48 часов измерение повторяют. Результаты опытов приведены в табл. 2.

Результаты опытов по прототипу показывают, что объемная доля гелеобразного осадка в известном составе с применением полимера и раствора хлористого кальция составляет через 2 часа 0,35...0,6, через 48 часов - 0,2...0,5. Доля гелеобразного осадка в предлагаемом составе составляет через 2 часа 0,40-0,86, то есть превосходит известный в 1,4 раз и через 48 часов 0,38-0,84, то есть гелеосадкообразующая способность выше в 1,7 раза.

Сопоставительный анализ опытов также показывает, что в предлагаемом составе образовавшийся гелеобразный осадок более устойчив, так как через 48 часов объем гелеобразного осадка меняется от 15,5 до 42,9%, тогда как в известном составе объем осадка через 48 часов уменьшился на 1,2-5,0%).

Таким образом гелеосадкообразующая способность предлагаемого состава через 2 часа воздействия выше по сравнению с известным в 1,4 раза, через 48 часов - в 1,7 раза и гелеобразный осадок более устойчив к размыванию водой.

Для определения водоизолирующих свойств и эффективности снижения проницаемости обводненного пласта предлагаемым и известным составом проведены лабораторные исследования с использованием насыпной модели пласта.

Пример 2
Для проведения фильтрации использовали насыпную модель пласта длиной 6 см и диаметром 4 см. В качестве пористой среды использовали кварцевый песок. Объем порового пространства составляет 15 см³.

Снижение проницаемости определяют по величине остаточного фактора сопротивления (R_ост):

где К₁ - начальная проницаемость образца, мкм² (до воздействия);
К₂ - конечная проницаемость образца, мкм² (после воздействия).

Через насыпную модель фильтруют минерализованную пластовую воду плотностью 1102 кг/м³ до стабилизации перепада давления и определяют начальную проницаемость по воде (K₁ = 2,48 мкм²), фильтруют состав, содержащий 0,3 порового объема (п.о.) образца дистиллерной жидкости, 0,3 п.о. водного раствора гивпана с массовой концентрацией 8% и 0.1 п.о. соляной кислоты 15% концентрации.

После завершения фильтрации возобновляют процесс фильтрации пластовой воды и определяют конечную проницаемость образца (K₂=0,51 мкм²). По формуле 1 определяют остаточный фактор сопротивления (Rост), который равен 4,9.

Объемы оторочек для фильтрации, результаты экспериментов - начальная и конечная проницаемость образца для известного и предлагаемого составов приведены в табл. 3.

Результаты опытов свидетельствуют о том, что по водоизолирующим свойствам предлагаемый состав превосходит известный, т.к. остаточный фактор сопротивления для предлагаемого состава в 2,5 раза выше.

Также были проведены лабораторные испытания гелеобразующего состава для увеличения добычи нефти, содержащего дополнительно неионогенное ПАВ.

Пример 3
В 5 мерных пробирок налили по 5 мл ДЖ, по 4 мл полимера Гивпан с массовой концентрацией 0,1; 0,5; 6,0; 8,0 и 10,0% и по 3 мл соляной кислоты с массовой концентрацией 1,0; 5,0; 8,0; 10,0; 15,0% конц. с добавлением водорастворимого неионогенного ПАВ с массовой концентрацией 0,01; 0,02; 0,03; 0,04 и 0,05. В качестве НПАВ для исследований взят деэмульгатор СНПХ-4410.

После тщательного перемешивания оставляют состав на 2 часа и замеряют объем образовавшегося гелеобразного осадка. Во всем объеме выпадают 2 вида осадка - рыхлый белого цвета и гелеобразный сшитый осадок, наличие деэмульгатора способствует образованию дополнительных комплексных соединений кальция, что в конечном итоге способствует увеличению объема гелеобразного осадка и повышает его устойчивость к разрушению.

Результаты опытов приведены в табл. 4.

Лабораторные исследования свидетельствуют о том, что по гелеосадкообразующей способности предлагаемый состав имеет несомненное преимущества по своим гелеосадкообразующим свойствам перед прототипом, так через 2 часа гелеосадкообразующая способность выше в 1,5 раза, а через 48 часов - в 1,8 раза. Образовавшийся гелеобразный осадок более устойчив к разрушению - так через 48 часов объем осадка в известном составе уменьшился на 15,5... 42,9%, тогда как в предлагаемом составе - всего на 1,5... 5,3%.

Таким образом, предлагаемый состав превосходит по гелеосадкообразующим свойствам известный состав.

Пример 4
Для проведения фильтрации использовали насыпную модель пласта длиной 6 см и диаметром 4 см. В качестве пористой среды использовали кварцевый песок. Объем порового пространства составляет 15 см³.

Через насыпную модель фильтруют минерализованную пластовую воду плотностью 1102 кг/м³ до стабилизации перепада давления и определяют начальную проницаемость по воде (K₁ = 2,98 мкм²), фильтруют состав, содержащий 0,3 порового объема (п.о.) образца дистиллерной жидкости, 0.3 п.о. водного раствора гивпана с массовой концентрацией 8% и 0,1 п.о. соляной кислоты 15% концентрации с добавлением деэмульгатора СНПХ-4410 с массовой концентрацией 0,01%.

После завершения фильтрации возобновляют процесс фильтрации пластовой воды и определяют конечную проницаемость по воде (К₂=0,58). Снижение проницаемости определяют так же, как и в примере 2, по величине остаточного фактора сопротивления (R ост). Остаточный фактор сопротивления при фильтрации предлагаемого состава равен 5, а по прототипу - 1,94.

Таким образом, результаты исследований показывают, что предлагаемый состав превосходит известный по водоизолирующим свойствам в 2,6 раза.

Технико-экономические преимущества предлагаемого состава (перед прототипом):
- превосходит по гелеосадкообразующим свойствам;
- гелеобразный осадок не подвергается ранней деструкции;
- превосходит по водоизолирующим свойствам.

Таким образом, заявляемый состав в большей степени способствует увеличению добычи нефти, повышению охвата пласта заводнением на нефтяных месторождениях и позволяет квалифицированно использовать отходы химических производств.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для увеличения добычи нефти на нефтяных месторождениях. Техническим результатом является повышение эффективности воздействия гелеобразующего состава, расширение области применения. Гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти содержит, мас.%: гивпан - гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилнитрила 0,1-10,0; соляная кислота 1,0-15,0;l дистиллерная жидкость - остальное. Гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти дополнительно может содержать неионогенное поверхностно-активное вещество в количестве 0,01-0,05 мас.%. 1 з.п. ф-лы, 5 табл.

1. Гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти, содержащий полимер акрилового ряда гивпан - гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилнитрила и сшивающий агент, отличающийся тем, что в качестве сшивающего агента он содержит дистиллерную жидкость и дополнительно - соляную кислоту при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:
Гивпан - 0,1 - 10,0
Соляная кислота - 1,0 - 15,0
Дистиллерная жидкость - Остальное
2. Гелеобразующий состав по п. 1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество в количестве 0,01 - 0,05 мас. %.